鄂爾多斯盆地長8、長6超低滲儲層石油資源潛力分析

鄂爾多斯盆地長8、長6超低滲儲層石油資源潛力分析

經(jīng)過多年的生產(chǎn)實踐和研究，長清油田在鄂爾多斯盆地形成了勘探和開發(fā)低滲特低滲油藏的相關(guān)技術(shù)，并在1.0.10-32m范圍內(nèi)實現(xiàn)了高滲油藏的有效開發(fā)。近年來,隨著勘探開發(fā)程度的不斷深入,小于1.0×10-3μm2儲層在每年提交儲量中的比例逐年升高。截至2004年底,長慶油田探明、預(yù)測和控制儲量中,約1/3未動用儲量的儲層滲透率小于0.5×10-3μm2;相應(yīng)地,資源接替也由以前的1.0×10-3μm2以上儲層轉(zhuǎn)為0.5×10-3μm2左右的儲層,這類儲層石油資源潛力巨大,但目前尚未找到有效的開發(fā)對策。如何實現(xiàn)這類超低滲儲層的有效開發(fā)成了擺在石油工作者面前的重大課題。本文以鄂爾多斯盆地長8、長6超低滲儲層為例,從地質(zhì)、油藏工程等方面就該類儲層經(jīng)濟有效開發(fā)存在的主要問題進行了研究。1巖心特征及儲層精細特征鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組是一套以大型內(nèi)陸凹陷盆地為背景,以河流和湖泊相為主的陸源碎屑巖沉積,是湖盆發(fā)展的全盛期。湖盆呈西陡東緩的箕狀,在東北、西南兩大物源控制下,形成了以東北河流三角洲、西南扇三角洲為代表的兩大沉積體系。勘探實踐表明超低滲透儲層(K<1.0×10-3μm2,儲層滲透率)主要分布在東北及西南兩大沉積體系的前緣,如東北物源沿河灣長6儲層滲透率僅0.17×10-3μm2、吳旗油田長6儲層滲透率0.59×10-3μm2,西南物源的莊9、莊19井區(qū)長82儲層滲透率僅為0.43×10-3μm2和0.58×10-3μm2,均以三角洲前緣水下分流河道沉積為主。而位于西南沉積體系的合水地區(qū)長6儲層,主要為三角洲前緣濁積沉積。合水地區(qū)長63巖心資料統(tǒng)計結(jié)果表明,儲層平均巖心孔隙度8.47%,空氣滲透率0.11×10-3μm2。合水長63儲層又可細分為長631、長632兩個小層。儲層受沉積地形的控制,在陡坡地帶發(fā)生一次沉積作用;濁積扇為陣發(fā)式的遠距離一次沉積,水體較深,受波浪影響小,沉積物顆粒細,分選差,導(dǎo)致物性變差,非均質(zhì)性強。勞倫茲曲線最初多用來描述收入分配平均程度,現(xiàn)被應(yīng)用于儲層宏觀非均質(zhì)性的描述。巖心資料研究結(jié)果表明合水長63儲層巖心滲透率級差達到178.8,突進系數(shù)6.5;勞倫茲曲線偏離均質(zhì)線較遠,長631、長632勞倫茲變異系數(shù)分別達到0.56和0.67(勞倫茲變異系數(shù)越接近于1,儲層非均質(zhì)性越強),儲層非均質(zhì)性強(圖1)。2喉道密度和壓力在沉積、成巖雙重作用控制下,超低滲儲層孔喉細小,孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜。通過對毛細管壓力對比研究,與特低滲儲層毛細管壓力相比,超低滲儲層喉道細微,平均喉道中值半徑0.1μm,僅為特低滲儲層的1/3;相應(yīng)地,排驅(qū)壓力、中值壓力均為特低滲儲層的3倍左右,分別為1.43MPa與11.7MPa(表1)。油藏開發(fā)過程中,需較大的生產(chǎn)壓差才能通過喉道,驅(qū)替孔隙中的流體。而超低滲儲層巖性致密,巖石破裂壓力較小,微裂縫發(fā)育;當(dāng)井底流壓超過巖石破裂壓力,儲層裂縫系統(tǒng)張開,注水開發(fā)易引起水淹。3不可動流體trt的特征核磁共振技術(shù)廣泛地應(yīng)用于儲層可動流體、可動含油飽和度的測量,。核磁共振T2弛豫時間的大小是孔隙(孔隙大小、孔隙形態(tài))、礦物(礦物成份、礦物表面性質(zhì))和流體(流體類型、流體粘度)等的綜合反映。當(dāng)流體受到孔隙固體表面的作用力很強時(如微小孔隙內(nèi)的流體或較大孔隙內(nèi)與固體表面緊密相接觸的流體),流體的T2弛豫時間很小,流體處于束縛或不可動狀態(tài),稱之為不可動流體。反之,當(dāng)流體受到孔隙固體表面的作用力較弱時,流體的T2弛豫時間較大,流體處于自由或可動狀態(tài),稱之為可動流體。應(yīng)用核磁共振技術(shù)對不同滲透率的巖樣的可動流體飽和度進行測試,測試結(jié)果表明隨著滲透率的增大,可動流體百分數(shù)增大(圖2)。超低滲儲層由于物性差,可動流體飽和度低,儲層可采儲量較低。若要提高該類儲層的采收率,必須改變儲層的孔隙結(jié)構(gòu)、流體性質(zhì)以及固液接觸關(guān)系。4流體表面及其表面物理性質(zhì)流體在特低滲多孔介質(zhì)中流動時,由于低滲透砂巖儲集層的孔隙結(jié)構(gòu)(喉道細小)和表面物理性質(zhì)極為復(fù)雜,導(dǎo)致固體內(nèi)表面附近流體性質(zhì)的改變,流體的滲流特征不再符合達西定律,存在較高啟動壓力梯度,即需要克服某一壓力梯度值,流體才能流動。由于啟動壓力梯度的存在,低滲透油藏流體滲流過程變成非達西滲流。4.1氣測滲透率對啟動壓力梯度的影響對長慶油田三疊系油藏典型低滲透天然巖心進行室內(nèi)驅(qū)替實驗,求取啟動壓力梯度。實驗基本原理是利用“壓差-流量”關(guān)系,通過改變巖心兩端壓差,測量流體通過巖心的流速來求得關(guān)系曲線,從而利用曲線斜率在壓差坐標軸上的截距來求取巖心的啟動壓力梯度。實驗中,應(yīng)用模擬油進行實驗,實驗結(jié)果表明隨著巖心氣測滲透率的減小,啟動壓力梯度增大;當(dāng)氣測滲透率值小于一定值(0.5×10-3μm2)時,啟動壓力梯度變化明顯,隨滲透率的減小啟動壓力梯度急劇增大;當(dāng)氣測滲透率比較大時,啟動壓力梯度的變化較小(圖3)。此外,應(yīng)用地層水、注入水以及蒸餾水分別進行實驗,實驗結(jié)果均表明啟動壓力梯度隨滲透率的降低快速升高,兩者之間成冪函數(shù)關(guān)系。這是因為隨著氣測滲透率的增加,巖石的平均孔道半徑也將增大,邊界流體所占的比例將會減少。因此,相同組分的流體流動時的粘度,低滲透率的巖心比高滲透率的要大;滲流阻力增大,其啟動壓力梯度值也會比高滲透率的要高。地層啟動壓力梯度較高,導(dǎo)致儲層非達西流特征明顯,最終難以建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)。4.2現(xiàn)場試驗4.2.1超低滲儲層視滲指數(shù)法系統(tǒng)試井研究表明,與特低滲儲層相比,超低滲儲層的啟動壓力梯度高、視吸水指數(shù)低。超低滲儲層平均視啟動壓力梯度比特低滲儲層高3.3MPa。由于孔隙及喉道細小,超低滲儲層平均視吸水指數(shù)僅20.1m3/d·MPa,不足特低滲儲層的1/2(表2)。4.2.2超前注射系統(tǒng)莊19井區(qū)位于西峰油田白馬北區(qū),儲層以水下分流河道相沉積為主,巖心分析平均孔隙度10.4%,平均滲透率0.58×10-3μm2,為典型超低滲儲層。2004年在該區(qū)以長82為目的層,排狀注水井網(wǎng)(井距520m,排距100~150m)開展超前注水開發(fā)試驗,累計建采油井10口,注水井12口(含水平注水井1口)。2004年5月投入注水開發(fā),單井累計注水達到了超前注水的水量要求。超前注水近一年時間,在一定程度上提高了地層壓力,除莊59-21井因裂縫溝通壓力保持水平較高外,其余油井投產(chǎn)前壓力恢復(fù)程度較低,尚未真正建立有效驅(qū)替系統(tǒng)(表3)。該區(qū)油井試油、投產(chǎn)后,液量、油量遞減快、遞減幅度較大。如莊60-23井試油日產(chǎn)純油22.5t,投產(chǎn)第1個月日產(chǎn)油3.2t,第2個月日產(chǎn)油降至2.0t,目前日產(chǎn)油0.8t。室內(nèi)實驗或現(xiàn)場試驗均表明超低滲儲層具有啟動壓力梯度高,非達西流特征明顯,采用超前注水方式可在一定程度上提高地層壓力,仍然難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)。5壓敏效應(yīng)的測定國內(nèi)外的研究均表明,低滲透油藏在開發(fā)過程中隨著油氣的開采具有較強的應(yīng)力敏感性(也稱之為壓敏效應(yīng)),存在介質(zhì)變形現(xiàn)象。開發(fā)實踐表明,低滲透油藏具有天然能量不足的特征,在生產(chǎn)過程中,地層壓力下降很快,使得儲層巖石骨架所承受的應(yīng)力增大而發(fā)生彈塑性變形,對儲層孔隙結(jié)構(gòu)造成永久性的損害,從而使孔隙度、滲透率降低。5.1巖心滲透率與有效應(yīng)力為研究不同滲透率儲層的應(yīng)力敏感性,選取了K=4.3×10-3μm2(特低滲)以及K=0.35×10-3μm2(超低滲)的巖心進行應(yīng)力敏感性對比實驗。實驗結(jié)果表明低滲透儲層物性也隨著上覆壓力的增大(即地層壓力下降)而下降,但超低滲透儲層比特低滲儲層下降幅度更大(圖4)。根據(jù)51塊巖心應(yīng)力敏感實驗得到滲透率-有效應(yīng)力的關(guān)系,進行數(shù)學(xué)回歸分析后,發(fā)現(xiàn)所有關(guān)系式中以乘冪式的相關(guān)系數(shù)最高,選取乘冪式來回歸擬合滲透率-有效應(yīng)力的關(guān)系。對滲透率及有效應(yīng)力進行無因次化處理,最終推導(dǎo)出應(yīng)力敏感系數(shù)計算公式如下:S=?lg(K/K?)lg(σ/σ?)S=-lg(Κ/Κ*)lg(σ/σ*)式中:S為應(yīng)力敏感系數(shù);σ/MPa為有效應(yīng)力;K/10-3μm2為σ對應(yīng)時的滲透率;σ*/MPa和K*/10-3μm2為初始測點的有效應(yīng)力和滲透率。實驗數(shù)據(jù)分析結(jié)果表明,巖心滲透率越小,對應(yīng)的應(yīng)力敏感系數(shù)就越大(圖5)。超低滲儲層由于儲層物性差,應(yīng)力敏感性強。5.2地層壓力和滲透率特低滲油藏油井投產(chǎn)后,排出井眼附近儲層中的流體。由于油藏天然能量小、傳導(dǎo)能力差,短時間難以補充能量的消耗,出現(xiàn)產(chǎn)量遞減、壓力下降的現(xiàn)象。而壓力下降,導(dǎo)致儲層骨架發(fā)生塑性變形而造成孔隙減小、滲透率降低。水井注水后,傳導(dǎo)能力差,注入水主要集中在井眼附近,使得地層壓力增大,滲透率升高。根據(jù)吳410井區(qū)可對比井的試井資料分析,2003年到2005年,注水井地層壓力升高,試井解釋儲層滲透率升高;油井地層壓力下降,試井解釋滲透率下降(圖6)。6超壓縮壓力梯度高鄂爾多斯盆地長8、長6是典型的超低滲儲層。受沉積相控制,儲層物性差,非均質(zhì)性強,孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜,排驅(qū)壓力高,可動